|
|
вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
Основные направления в развитии автоматизированных систем управления технологическим процессом в добыче нефти и газа. Цели и задачи АСУТП.
Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) установки подготовки нефти (УПН) предназначена:
- для управления технологическим процессом УПН, а также поддержания оптимального режима подготовки нефти, газа и сброса воды;
- контроля за ходом технологического процесса;
- формирования и выдачи отчетной и архивной документации
В состав типовой УПН входит следующее технологическое оборудование:· газосепараторы;· отстойники; концевые сепарационные установки; блок хим. реагентов ; узел налива нефти; насосы перекачки нефти и воды; узел учета нефти; узел учета газа; резервуары; дренажные емкости; регулирующие клапаны; электрозадвижки; печи.
АСУ ТП позволяет осуществлять управление и динамический контроль за технологическими процессами (ТП) на промышленных предприятиях, своевременно и эффективно предотвращать аварийные ситуации, а также осуществлять удаленное управление производством.
Задачи АСУ ТП:
сбор, обработка и хранение данных о ходе технологического процесса в режиме реального времени;
измерение и поддержание в заданных пределах температуры, давления, расхода жидких и сыпучих веществ;
управление технологическими линиями, транспортными маршрутами сырья и готовой продукции с применением алгоритмов оптимизации работы оборудования;
управление внештатными ситуациями.
Функции автоматизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автоматическая защита от аварий и разрушений.
блок управления станком-качалкой, предназначенный для управления и защиты электродвигателя и обеспечивающий:
автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий;
отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях;
самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки.
Автоматизацией ШСНУ предусматривается управление, противоаварийная защита, контроль и диагностика установки. Средствами автоматизации ШСНУ являются:
- датчики динамометрирования, ваттметрирования, давления, уровня, несанкционированного доступа к станции управления либо стационарные системы динамометрирования («ДДС-06», «СДА-10»), измерения уровня жидкости в скважине («Микон-811) и др.;
Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН и приводимых в действие СК, должна выполнять следующие функции:
-сбор, первичная обработка и хранение информации о технологических параметрах объекта автоматизации и состоянии оборудования в реальном масштабе времени;
-автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием в соответствии с заданной программой;
-противоаварийную защиту технологического оборудования, контроль срабатывания защит и блокировок;
-исполнение команд с пункта управления;
-контроль работоспособности контроллеров, датчиков и исполнительных механизмов;
-местное управление технологическим оборудованием;
-обмен информацией с пунктами управления;
-дистанционное управление состоянием и режимом работы технологическим оборудования;
-сигнализацию отклонения параметров от заданных значений, отказов технологического оборудования и элементов системы автоматизации;
-регистрацию и хранение информации о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и действиях оперативного персонала;
-ведение архивов и представление информации в виде таблиц и диаграмм, в том числе и по дебиту скважины;
-учёт наработки технологического оборудования;
-оптимизацию режимов работы технологического оборудования и решение задач рациональной эксплуатации скважины.
Автоматическая защита представляет собой совокупность технических средств, которые при возникновении ненормальных и аварийных режимов прекращают контролируемый производственный процесс. Автоматическая защита тесно связана с автоматическим управлением и сигнализацией. Система автоматической защиты (САЗ) динамическая, она преобразует выходную величину объекта защиты в сигнал, сравнивает его с предельно допустимым значением и в случае превышения прекращает подачу энергии к объекту. Исполнительным элементом САЗ является контакт, который используется в принципиальной схеме защиты.
Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС.
Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.
Между тем, появление высокоточных ТМС позволяет применять их для проведения «малозатратных» гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Сегодня погружная телеметрия эффективно используется для: • Контроля работы электроцентробеж- ного насоса; • Диагностики неполадок УЭЦН и про- ведения предупредительных профи- лактических мероприятий, например, по предупреждению засорения или отложения парафинов на рабочих по- верхностях насоса; • Оптимизации режима работы УЭЦН (работа на максимальной депрессии, оптимизация режима автоматического повторного включения (АПВ)). Применение высокоточной ТМС позволяет: • Получить достоверную информацию о параметрах скважины и пласта (пла- стовое давление, скин-фактор, прони- цаемость, полудлина трещины гидро- разрыва пласта (ГРП)); • Снизить потери нефти при проведении гидродинамических исследований за счет сокращения длительности про- стоя добывающих скважин. Например, появляется возможность выполнять ГДИС в работающих скважинах (без полной остановки), в процессе кото- рых предполагается изменение рас- хода жидкости путем смены частоты работы УЭЦН на одном или нескольких режимах; • Получить дополнительную добычу нефти от геолого-технических меро- приятий (ГТМ) за счет увеличения ка- чества ГДИС.
Функции автоматизации дожимных насосных станций при её комплексной автоматизации.
Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу она поступает в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.
Насосная станция состоит из основного оборудования - магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИПиА, и вспомогательного - системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.
В систему автоматики и управления ДНС входят следующие подсистемы: общестанционной автоматики, насосных агрегатов, вспомогательного оборудования и сооружений.
Комплект средств и приборов общестанционной автоматики управления предусматривает:
1) централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;
2) отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;
3) регулирование суммарной подачи агрегатов путём дросселирования или перепуска;
4) контроль загазованности или возникновения пожара и выполнения соответствующих функций управления;
5) дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.
Подсистема вспомогательного оборудования и сооружений обеспечивает:
1) сигнализацию о неисправности рабочего и резервного агрегатов;
2) автоматический запуск резервного насосного агрегата.
Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:
1) автоматическое регулирование рабочего уровня смеси в сепараторе;
2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;
3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
Функции автоматизации блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт.
Система автоматики. БКНС оборудована системой контроля и автоматизации работы технологического оборудования, предусматривающей: - работу станции без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
· ручное местное управление насосами, вентиляторами, электрообогревателями, задвижками; - автоматический контроль технологических параметров насосов, электродвигателей, системы смазки, водяного тракта (расход, давление, температура, уровень вибрации, величина тока электродвигателя и др.); - автоматическое срабатывание электрических защит и аварийной сигнализации.
Система автоматики обеспечивает автоматический учет, контроль и передачу на диспетчерский пункт следующих параметров: - давление воды на входе и выходе каждого насоса; - температуру воды; - давление масла в маслосистеме каждого насоса; - температуру масла; - учет потребляемой электроэнергии; - состояние задвижек на входе /откр.- закр./; - состояние задвижек на выходе /откр.-закр./; - состояние всех электродвигателей /вкл. - выкл./; - состояние основных и резервных насосных агрегатов /вкл. -выкл./; - положение входных дверей /откр.-закр./;
- температуру воздуха в помещении; - сигнал перемещения допустимого уровня загазованности; - вибрации насосного агрегата; - осевой сдвиг ротора насоса; - утечку воды через сальниковые уплотнители; - расход воды; - температуру подшипников насосного агрегата; - температуру гидропяты насоса; - уровень масел в насосах; - температуру обмоток электродвигателя.
Система автоматики обеспечивает защиту насосных блоков от: - падения давления воды на входе; - падения и превышения давления воды на выходе; - превышения потребляемой мощности и тока; - перегрева двигателя.
При возникновении указанных неисправностей в любом насосном блоке система автоматики отключает неисправный блок и включает резервный. Расчетный срок службы станции – 20 лет.
Функции автоматизации напорного трубопровода.
Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) обеспечивает контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. Объекты магистральных нефтепроводов имеют технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию.
Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) с магистральными насосными, головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными и резервуарными парками, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть магистральных нефтепроводов.
Уровень автоматизации обеспечивает контроль и управление технологическим оборудованием НПС из операторной, несколькими НПС при размещении их на одной площадке, резервуарным парком, узлами учета нефти и вспомогательными сооружениями из местного диспетчерского пункта (МДП), телеконтроль и телеуправление технологическим оборудованием с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта).
В МДП (операторной) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров.
При реконструкции действующих объектов необходимо привести объекты автоматизации в соответствие с правилами и нормами по безопасности на магистральном трубопроводном транспорте согласно Федерального Закона.
Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при её технологическом обезвоживании и обессоливании.
При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющих высокую температуру застывания с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин от устья скважины до центрального пункта сбора и подготовки нефти и газа. Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые, путевые и трубопроводные нагревател
Печь блочная с водяным теплоносителем ПП-1,6 предназначена для подогрева высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Кроме того, допускается применение печей для подогрева нефтяных эмульсий, содержащих сероводород и высокоминерализованную пластовую воду.
 1-патрубок подвода нефти; 2-патрубок отвода нефти; 3-её транспортное положении; 4-расширительный бачок; 5-лестница; 6-рама; 7-змеевик; 8-дымовая труба; 9-горизонтальный сосуд; 10-продувочная свеча; 11-указатель уровня; 12-газовая инжекционная горелка; 13-П-образная жаровая труба; 14, 15- патрубок подвода и отвода воды; 16-газовый коллектор; 17-ртутный термометр Газовоздушная смесь, сгорая в жаровой трубе, выделяет теплоту, которая через стенку передается теплоносителю. Печь оснащается приборами контроля и автоматического регулирования: технические термометры, электроконтактными термометрами и манометрами, указателем уровня, регуляторами температуры и давления, системой автоматики (сигнализатор погасания пламени и блок автоматики безопасности), электроимпульсный запальник, отключающий клапан. Комплекс приборов обеспечивает: -автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником; -технологический контроль за температурой, давлением, уровнем; -сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя. Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя. Все приборы размещаются непосредственно на печи, исполнение – взрывозащищенное, а блока автоматики безопасности – нормальное (монтируется в операторном помещении). Приборы на газовом коллекторе защищены кожухом.
Автоматизированная система измерения дебита скважин.
Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки. В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ. АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа. Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА). Замерно-переключающий блок содержит : многоходовый переключатель скважин (ПСМ); гидравлический привод ГП-1; замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня; турбинный счетчик ТОР; соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели. Процесс работы установок заключается в следующем . Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 11.25). Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами. Установка может работать в трех режимах;через сепаратор на ручном режиме; через сепаратор на автоматическом управлении; через обводной трубопровод (байпасную линию);
|
|
|
Скачать 1.89 Mb.